Дипломная (вкр): Разработка Талинского месторождения

В пласте выделено три залежи нефти. Наиболее крупная залежь расположена вдоль восточной линии выклинивания пласта в пределах первоочередного и центрального участков разработки. Две другие залежи, меньшего размера, расположены в районах скважин 802-805 и в северо-западной части первоочередного участка.

Пласт ЮК11 отделен от пласта ЮК10 глинистым разделом, имеющим довольно широкое распространение в погруженных зонах и полностью отсутствующим на приподнятых участках фундамента. Толщина раздела изменяется от 7 до 16м.

Пласт ЮК10 распространен более широко, но развит также не повсеместно. Его максимальная толщина достигает 35 м. В зонах отсутствия пласта ЮК11 пласт ЮК10 залегает непосредственно на породах фундамента. Пласт представлен гравелитами, алевролитами и глинами.

Анализ и обобщение геолого-физической информации по пласту ЮК10 позволяют нам разделить продуктивный разрез по скважинам на три основных типа: I - II - III ( рис.2.3 ).

Отнесение продуктивного разреза к тому или иному типу базируется на наличии или отсутствии в разрезе глинистого прослоя, коррелируемого в соседних скважинах. Отметим, что деление разреза на типы условно, но отражает весьма существенные характеристики, так как скважины, вскрывшие различные типы разрезов, имеют различную характеристику работы.К первому типу относится продуктивный разрез, в котором отсутствует глинистый прослой.

Второй тип разреза характеризуется наличием в нем выдержанного глинистого прослоя, расположенного в средней части и делящего продуктивный горизонт на две части: верхнюю и нижнюю.

Третий тип разреза, являющийся наиболее распространенным, характеризуется чередованием нефтенасыщенных и глинистых прослоев толщиной до 3 м, которые хорошо прослеживаются по площади.

Проведенное детальное изучение показало, что породы-коллекторы характеризуются различной сортировкой и особенно упаковкой обломочного материала. Фракционный состав представлен обломками всех размеров (от гравийных с диаметром частиц до 1,5 см до алевритовых с диаметром частиц 0,05-0,01 мм). Соотношения между пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью в таких коллекторах могут быть отличными от тех, которые обычно наблюдаются в гранулометрически однородных породах-коллекторах.

Коллекторами нефти на Талинском месторождении являются песчаники от грубозернистой до мелкозернистой структуры, а также гравелиты, содержащие примесь песчаного материала. Учитывая основные структурно-литологические признаки, коллекторы можно подразделить на следующие типы.

. Гравелиты песчанистые - порода представлена плотно-упакованными гравелитовыми зернами диаметром 1-1,5 см, тип цементации - контактный; пространство между зернами частично или полностью заполнено песчаным материалом или агрегатами каолинитового цемента, содержание которого составляет в среднем 2-3%. Пористость гравелитов обычно колеблется от 14 до 18,6%, проницаемость изменяется в очень широком диапазоне: от 0,07 до 1 кв.мкм и более, водонасыщенность составляет 12-29%. В том случае, когда фракция песчаника занимает все поровое пространство между гравийными зернами, порода характеризуется минимальной пористостью и называется гравелито-песчаной. Содержание песчаной фракции в ней достигает 55%. Пористость такой породы изменяется в пределах от 10 до 14,7%, проницаемость от 0,001 до 0,045 кв.мкм, водонасыщенность - 22,5-50%.

. Песчаники, содержащие примесь гравелитового материала (до 25%). В одном случае - это песчаники мелкозернистые и мелко среднезернистые (0,5-0,25 мм) с включением гравелитовых зерен, которые неравномерно распределены в матрице песчаника и образуют как бы барьеры для флюидов, повышая извилистость путей их фильтрации. По данным анализа кернов пористость таких песчаников изменяется от 11 до 18%, проницаемость составляет 0,001-0,150 кв.мкм, водонасыщенность - 18,3-50%.

В другом случае зерна гравелитовой фракции в песчанике контактируют друг с другом. Фильтрационно-емкостные свойства этой породы значительно лучше: пористость возрастает до 14-20,8%, проницаемость изменяется от 0,05 до 1кв.мкм, водонасыщенность составляет 18,2-29,2%.

Рис. 2.1 Геологический профиль по линии 1-1 (см. рис. 1.2) - “первоочередной участок - участок района разведочной скважины 805”

Рис.2.2 Геологический профиль отложений пластов ЮК10 и ЮК11 по линии скважин 5687 - 5287: 1 -нефть; 2-глинистые отложения; 3-переходная зона; 4-вода; 5-кристаллический фундамент

Рис.2.3 Основные типы разрезов пласта ЮК10 по скважинам Талинского месторождения: ВП - верхняя пачка; НП - нижняя пачка; 1- глины; 2 - нефтенасыщенная толщина

Коллектор представлен порами и кавернами. Таким образом, свойства гравелитов и гравелитовых песчаников определяются различными вариантами и характером упаковки обломочных зерен и зависят от относительной доли песчаной и гравелитовой фракций в породе. Главное же заключается в том, что сходный гранулометрический состав не всегда свидетельствует о сходстве коллекторских свойств; решающую роль при этом играет характер упаковки обломочного материала, обусловливающий существенные различия фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

. Песчаники крупно-грубозернистые (диаметром 1-0,5 мм), алевролитовые, общее содержание каолинитового цемента составляет 6,9%. Данные исследования кернов свидетельствуют о хороших коллекторских свойствах, поскольку поровое пространство представлено порами и микрокавернами; пористость изменяется от 10,5% до 18,2%, проницаемость от 0,3 до 4,4 кв.мкм. водонасыщенность относительно низкая - 10,5-13,2%.

. Песчаники крупно-среднезернистые и разнозернистые (диаметром 0,5-0,25 мм), алевролитовые, содержание цемента каолинитового и гидрослюдистого состава до 9%. Эти песчаники имеют пористость от 12,6 до 21,6%, проницаемость изменяется в диапазоне 0,05-2,5 кв.мкм, водонасыщенность в пределах 10- 18,5%; емкостное пространство представлено порами и микро-кавернами.

. Песчаники средне-мелкозернистые (диаметром 0,25-0,1 мм), алевролитовые с включением крупной песчаной фракции, общее содержание цемента гидрослюдистого состава 10,2%, емкостное пространство представлено порами. Согласно результатам исследований пористость изменяется от 10,2 до 18,6%, проницаемость - 0,001-0,15 кв.мкм, водонасыщенность находится в пределах 13,5-58,3%.

Алевролиты из-за очень низких фильтрационно-емкостных свойств (пористость 8-9%, проницаемость не более 0,001 кв.мкм, водонасыщенность до 68%) не считаются коллекторами.

Таблица 2.1 Геологофизические параметры основных объектов разработки Талинского месторождения

2.3 Свойства пластовых флюидов

На месторождении глубинные пробы отобраны из пластов ЮК10 (146 скважин) и ЮК11 (18 скважин). Глубинные пробы отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ -39 -112-80 "Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методами газо-жидкостной хромотографии, на приборах типа ЛХМ-8МД "Хром-5" и "Вариан-3700". Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.

Таблица 2.2 Свойство пластовой нефти Талинского месторождения

Необычны термобарические условия продуктивных пластов: при глубине залегания 2700 м начальная пластовая температура доходит до 105 0С, начальное пластовое давление ниже гидростатического (23 МПа) примерно на 10%. Пластовая нефть маловязкая - 0,4 мПа*с, газонасыщенность нефти достигает 340 м3/т, давление насыщения составляет 21,5 МПа, содержание парафина до 4%, плотность нефти в пластовых условиях составляет 700 кг/м3. Так, газосодержание от 140 м3/т. до 340 м3/сут. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объёма исследований) равно и выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока, как в зоне отбора, так и на забое скважины. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825кг/м3), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и с выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100 .

Таблица 2.3 Состав пластовой воды

Вывод

Таким образом проведенный анализ свидетельствует о аномальных свойствах пластовых флюидов в условиях их залегания и о чрезвычайно сложном геологическом строение разрабатываемых объектов Талинского месторождения.

пластовый скважина низкопроницаемый коллектор

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Проектные решения разработки

С 1981 года на небольших участках Талинского месторождения начата пробная эксплуатация. В первую очередь в эксплуатационных скважинах в эксплуатацию вводились все проницаемые горизонты, выделенные в разрезе тюменской свиты. С 1983 года на Талинской площади в разработку введен только Шеркалинский горизонт.

Промышленная эксплуатация Талинской площади осуществляется с 1981 года. Эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке, расположенном на северо-западе залежи, основного эксплуатационного объекта ЮК10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП, которая предусматривает (таблица 3.1):

-     выделение основного эксплуатационного объекта (пласты ЮК2 - ЮК11)

      система разработки площадная девяти точечная, сетка 400х400 метров.

По результатам бурения было установлено, что на значительной площади имеются достаточно выдержанные пласты ЮК10 - ЮК11 , обладающие большой продуктивностью и плотностью запасов, чем пласты ЮК2-9. В связи с этим СибНИИНП была составлена новая технологическая схема на запасы Шеркалинской пачки - пласты ЮК10, ЮК11 (таблица 3.2 - 3.3):

   выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10, ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

   применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400х400 метров при расстоянии между первыми добывающими и нагнетательными рядами 500 метров (плотность 18 га/скв)

   рекомендуемое забойное давление не ниже 30% по сравнению с давлением насыщения то есть 16 МПа;

   способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифт в 1988 году;

   немедленное введение ППД;

   фонд скважин всего 7468, в том числе добывающих 5136, нагнетательных 2332;

   проектный уровень добычи нефти 4,9 млн.тон (2000 г) добычи

жидкости 96,3млн. тон (2000г), закачки воды

,9 млн.3 (2000г);

   извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,25.

Динамика проектных уровней добычи нефти и изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади демонстрируются в таблицах 3.4 - 3.5

А так же, в таблице 3.6 можно увидеть состояние разработки месторождений ОАО «ТНК-Нягань» по состоянию на 01.01.2003 года.

Таблица 3.1 Основные технологические показатели утвержденных ЦКР проектных документов. Талинская площадь